龙源电力：2021年年报净利726723.70万元 同比增长27.82%

一、基本财务数据情况

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二、分红送配方案情况

每股人民币0.1470元

三、业务回顾与展望

　　一、报告期内公司所处的行业情况

　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求

　　（一）经营环境

　　2021年，我国经济发展和疫情防控始终保持全球领先地位，国家战略科技力量在加快壮大，产业链韧性得到提升，民生保障有力有效，生态文明建设持续推进，改革开放向纵深推进。得益于我国强劲的经济韧性，长期向好的基本面不会改变，2021年全国国内生产总值(GDP)同比增长8.1%，全国规模以上工业增加值比上年增长9.6%，全国固定资产投资（不含农户）同比增长4.9%，社会消费品零售总额同比增长12.5%。与此同时，我国经济发展也面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱的三重压力。面对复杂严峻的外部环境，百年变局正在加速演进。

　　2021年，风电装机规模稳步扩大。根据中国电力企业联合会统计数据，全社会用电量83,128亿千瓦时，同比增长10.3%，比上年提高7.1个百分点；全国全口径发电量83,768亿千瓦时，同比增长9.8%，比上年提高5.8个百分点。并网风电发电量为6,556亿千瓦时，同比增长40.5%，占全国发电量的比重比上年提高1.7个百分点。全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,817小时，同比增加60小时，并网风电2,232小时，同比增加154小时。截至2021年底，全国发电装机容量2,377吉瓦，同比增长7.9%。其中并网风电328吉瓦（含陆上风电302吉瓦、海上风电26吉瓦），占全部装机容量的13.8%。2021年，全国基建新增发电设备容量176吉瓦，其中新增并网风电容量48吉瓦。

　　(二)政策环境

　　1.落实碳达峰碳中和目标，建设全链条绿色发展体系，突出风电光伏清洁能源地位

　　2021年2月，国务院发布《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，指导建设国家绿色低碳循环发展体系和绿色低碳全链条。分步制定了到2025年以及到2030年国家关于碳中和和绿色经济的主要目标，其中强调提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。全方位全过程推行绿色规划、绿色设计、绿色投资、绿色建设、绿色生产、绿色流通、绿色生活、绿色消费，明确了经济全链条绿色发展建立在高效利用资源、严格保护生态环境、有效控制温室气体排放的基础上，推动我国绿色发展迈上新台阶。

　　2021年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》发布，为实现碳达峰、碳中和承诺作出战略安排，以“清洁”为核心，结合现有能源产业，开发以风电、太阳能发电、水电等清洁电源为主的综合能源基地，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。

　　2021年4月，国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》，提出2021年主要预期目标为煤炭消费比重低于56%，新增电能替代电量20吉瓦时左右，电能占终端能源消费比重力争达到28%左右。风电、光伏发电等可再生能源利用率保持较高水平，跨区输电通道平均利用小时数提升至4,100小时左右。

　　2021年10月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的意见》，进一步强调了发展可再生能源对实现“双碳”目标的重要作用，明确提出2025年非化石能源消费比重达到20%，2030年达到25%的发展目标。发展风电、光伏等绿色可再生能源，减少化石能源使用，实现能源生产的清洁替代，从源头上减少碳排放，是实现碳达峰、碳中和目标的重要路径之一。

　　2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案的通知》，提出大力发展新能源，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到1,200吉瓦以上。

　　2.确立源网荷储一体化发展，保障可再生能源消纳，推进新能源建设持续健康发展

　　2021年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，源网荷储一体化实施路径将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置储能，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，增量要就地开发消纳项目，优先利用新能源电力。

　　2021年5月，国家能源局正式印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》。各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于90吉瓦。2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电光伏项目以及竞价光伏项目直接纳入各省（区、市）保障性并网项目范围。

　　2021年5月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》，针对新能源机组和配套送出工程建设的不同步将影响新能源并网消纳的情况，解决影响新能源并网消纳问题，允许发电企业投资建设新能源配套送出工程，并在适当时机，由电网企业依法规进行回购。

　　2021年6月，国家能源局下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟在全国组织开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作。项目申报试点县（市、区）党政机关建筑屋顶总面积光伏可安装比例不低于50%，学校、医院等不低于40%，工商业分布式地不低于30%，农村居民屋顶不低于20%。

　　2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

　　2021年11月，国家能源局发布《关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》，明确各省级能源主管部门应开展“一体化”项目评估工作，与国家“十四五”可再生能源发展规划充分衔接，逐项论证明确“一体化”项目立项条件、消纳条件、建设规模、接入系统方案、配套电网工程等，于12月底前择优纳入本省（区、市）电力规划。

　　2021年12月，国家发展改革委、国家能源局下发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目列表的通知》。列表共涉及19省份，规模总计97.05吉瓦。项目普遍承诺利用率84%、95%，个别项目高达98%。各地按照清单，根据项目成熟程度合理安排开工时序，成熟一个、开工一个，项目建成后授牌“国家大型风电光伏基地项目”。

　　3.设立责任权重考核，通过数据、现货市场多项抓手，提升新能源实时消纳

　　2021年2月，国家能源局印发《2021年能源监管工作要点》，提出大力推进电力市场建设，统筹推进电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设，做好各交易品种之间的衔接。

　　2021年3月，国家能源局印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，在全国范围内组织开展清洁能源消纳情况综合监管，优化清洁能源并网接入和调度运行，规范清洁能源参与市场化交易，确保清洁能源得到高效利用。

　　2021年5月，国家发展改革委、中央网信办、工业和信息化部、国家能源局联合发布关于印发《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》，提出推动数据中心充分利用风能、太阳能、潮汐能、生物质能等可再生能源，支持数据中心集群配套可再生能源电站。鼓励数据中心企业参与可再生能源市场交易，支持数据中心采用大用户直供、拉专线、建设分布式光伏等方式提升可再生能源电力消费。

　　2021年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，拟新增上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如20年及以上）差价合约参与电力市场，引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

　　2021年10月，国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》，加快风电、光伏发电项目建设并网，增加清洁电力供应。电网企业按照“能并尽并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网；按照“多发满发”原则，严格落实优先发电制度，实现新能源发电项目多发满发。同时，加大统筹协调力度，加快风电、光伏发电项目配套接网工程建设。

　　4.稳步电价改革，完善政策健全市场化机制，支持新能源产业健康发展

　　2021年6月，国家发展改革委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自2021年起，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目（新建项目）不再通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价。同时，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。另外，鼓励各地出台针对性扶持政策，支持海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。

　　2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通过统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，引导用户调整负荷，促进能源绿色低碳发展。

　　2021年10月，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，通过扩大市场交易电价上下浮动范围，燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

　　5.加大金融支持力度，有序发展碳金融，探索解决可再生能源补贴问题

　　2021年1月，国家发展改革委发布《西部地区鼓励类产业目录（2020年本）》，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税，企业主营业务收入占总收入比重的认定标准由70%放宽至60%。西部地区适用范围包括重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆（含兵团）、内蒙古、广西等西部12省（区、市）。此外，吉林延边、湖北恩施、湖南湘西、江西赣州比照西部地区执行。风力、太阳能发电场建设及运营均在各地区的鼓励类目录之列。

　　2021年1月，生态环境部印发《碳排放权交易管理办法（试行）》，建立全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构，制定碳排放配额总量确定与分配方案，并适时引入有偿分配机制。截止到2021年12月31日，全国2,225家温室气体重点排放单位被划定碳排放配额。这是我国第一次从国家层面将温室气体控排责任压实到企业。

　　2021年3月，国家发展改革委联合财政部、中国人民银行、银保监会和国家能源局联合下发了《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，提出已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款，同时通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。

　　2021年5月，财政部发布《2021年可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，规定优先足额拨付第一批至第三批国家光伏扶贫目录内项目、2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增光伏、生物质项目；对于其他发电项目，按照各项目并网之日起至2020年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付；对于发电小时数已达到合理利用小时数的项目，补贴资金拨付至合理利用小时数后停止拨付；拨付资金已超过合理利用小时数的项目，应在后续电费结算中予以抵扣。

　　2021年11月，中国人民银行推出两个新的结构性货币政策工具：碳减排支持工具及支持煤炭清洁高效利用专项再贷款。截至2021年底，两个工具已经顺利落地。第一批碳减排支持工具资金855亿元，支持金融机构已发放符合要求的碳减排贷款1,425亿元，共支持2,817家企业，带动减少排碳约2,876万吨。两个工具提供资金支持的方式都采取“先贷后借”的直达机制，央行对于符合要求的贷款按贷款本金的一定比例予以低成本资金支持。碳减排支持工具的支持比例是60%，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款的支持比例为100%，利率均为1.75%。

　　二、报告期内公司从事的主要业务

　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求

　　2021年，本集团牢牢把握稳中求进工作总基调，坚持质量效益并重，存量经营成绩斐然，增量发展再上新台阶。报告期内,本集团新增控股装机容量2,104兆瓦，其中风电1,451兆瓦；累计完成发电量63,285,328兆瓦时，同比增加19.26%，其中风电发电量51,299,762兆瓦时，同比增加17.44%。截至2021年12月31日，本集团控股装机容量为26,699兆瓦，其中风电控股装机容量23,668兆瓦，火电控股装机容量1,875兆瓦，其他可再生能源控股装机容量1,156兆瓦。

　　1.筑牢安全环保基础，深挖管理潜能提升企业效益

　　2021年，本集团以安全环保“一号文件”为纲领，认真履行安全生产主体责任，切实提升安全风险管控水平，安全生产形势平稳，疫情防控得力有效。搭建数字化安全环保监督管控平台，开发隐患排查、生态环保、应急管理等多个模块，全面覆盖现场安全管理需求。严把外包项目入场关，规范开展高风险作业远程检查，确保外包作业全程掌握。按照《全国安全生产专项整治三年行动计划》要求，建立问题隐患和制度措施“两个列”，补充风险数据库，完善风险隐患治理体系，推进治理能力现代化。宣贯《安全生产法》《刑法修正案》等法律条文，通过编制题库及组织考试，提升员工知法守法的意识和自觉性。实施分层分级安全教育培训，完善应急预案体系，组织应急演练，夯实安全生产基础。在国家能源集团年度安全环保考核评级中，本集团被评为“安全环保先进单位”，8家附属公司被评为“安全环保一级企业”，4家附属公司被评为“安全生产长周期”单位，在国家能源集团新能源产业公司中保持领先。

　　2021年，本集团按照三年数字化转型建设规划持续完善数字化平台。数据采集率几近百分百，实现视频与无线设备对风电机组覆盖，生产人员、生产车辆、作业船舶在线管理。同时，本集团部署超过一百个设备预警模型，在数字化基础上持续开发预测预警算法，加强设备预防维护减少电量损失；构建“区域维保中心+集中监控中心”新运检模式，实现部分场站无人值班、无人值守，从设备可靠性入手，落实提升利用小时数。此外，本集团还自主研发新能源场站功率预测系统，促进源网协调发展，切实降低考核费用。

　　2021年，本集团继续落实设备治理工作。围绕系统性共性问题重点突破，推动无故障风电场建设。开展涉网设备改造，完成风电机组ABB变频器IGBT分离，齿轮箱温控阀技改等，重点解决顽固性设备问题，消除集中缺陷。同时，本集团开始实施风电机组上大压小工作梳理，完成公司1.5兆瓦及以下机组资源分类和经济性评估；完成多家附属公司老旧风电场上大压小改造可研报告编制，其中部分风电场已取得备案证书。

　　2021年，本集团累计完成发电量63,285,328兆瓦时，其中风电发电量51,299,762兆瓦时，同比增加17.44%。风电发电量的增加，主要原因是发电容量增加以及风速同比上升所致。2021年风电平均利用小时数为2,366小时，比2020年提高127小时。风电平均利用小时数的提高主要是因为风速同比上升以及良好的设备治理提高了设备运行的稳定性。

　　本集团所属风电场2020年及2021年控股发电量按地域分别为：

　　本集团所属风电场2020年及2021年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为：

　　报告期内，本集团火电控股发电量为10,776,027兆瓦时，比2020年同期9,034,239兆瓦时增加19.28%。2021年本集团火电机组平均利用小时数为5,747小时，较2020年4,818小时提高929小时。2021年本集团火电发电量和利用小时提高的主要原因是由于江苏省内用电负荷上升。

　　2.资源获取再攀新高，多元化发展巩固领先优势

　　2021年，本集团新增资源储备56.46吉瓦，较2020年同期增长9.44%，其中风电11.76吉瓦，光伏36.70吉瓦，多能互补项目8.00吉瓦，均位于资源较好地区。广西、江苏、内蒙古、黑龙江、新疆、云南、湖南、山东、江西、宁夏、陕西、天津、河北、山西、浙江、吉林、辽宁、安徽、福建等省份新增协议容量均超百万千瓦。在全国已组织的竞争配置中，本集团中标容量达到9,465兆瓦，其中风电2,172兆瓦，光伏6,113兆瓦，电网侧储能1,180兆瓦╱1,920兆瓦时，分布式项目备案4,900兆瓦，加上清洁供暖项目4,000兆瓦，全年累计取得开发指标突破18,365兆瓦。

　　2021年作为“十四五”的开局之年，是本集团进入风光并举、多能互补、多元化开发的大发展时期，也面临前所未有的挑战和机遇。本集团坚持贯彻“四个革命、一个合作”的能源安全新战略，切实发挥新能源专业平台作用。遵循本集团的核心发展思想和路径，加强光伏的高效快速发展，巩固风电的领先优势，打造清洁高效多能互补示范大基地，积极探索海上风电平价上网，拓展并引领储能、氢能等新兴技术。以自主开发、合作开发和并购项目等多种形式，快速获取优质资源，高质量推进项目落地。在国家能源集团内部，利用其遍布全国的煤炭、电力、运输、化工等全产业链优势，拓展资源储备；在国家能源集团外部，与行业龙头企业合资开发、战略合作，为规模化发展趟出一条新路。

　　3.工程建设形势稳定，发展质量实现新提升

　　2021年，本集团工程建设安全形势平稳，工程质量环保水平稳步提升，全年未发生重大及以上安全、质量、环保事故和影响社会稳定的群体性事件，未发生新型冠状病毒肺炎感染病例，工程项目进度有效推进，工程造价可控在控，圆满完成全年的投产任务。其中，作为保电价项目的海上风电江苏大丰H4和H6项目，克服了时间短、任务重、协调难度大等多种不利因素影响，创造了单月吊装施工速度行业记录，并于年底实现高质量投产发电。

　　2021年，本集团持续关注安全环保，通过编制高风险作业安全检查卡，指导高边坡、起重等高风险作业，强化事前和事中安全管控，有效消减了工程安全隐患，提高了高风险作业安全管理效率；严格落实环保水保“三同时”，将环保水保方案纳入初步设计审查、招标文件审查管理流程，从源头上做好策划，施工过程中统筹谋划，减少二次治理费用，压降建设总成本，打造“绿水青山”工程。

　　2021年，本集团加强工程标准化建设，贯彻落实“通用设计、通用设备、通用造价”三通体系建设要求，打造精品工程。编制升压站典型设计方案、《安全文明施工标准化手册》、施工标段的《质量标准工艺图集》（2021版）、《业主方项目部标准化手册》，已成为国家能源集团工程建设标准化推广样本，实现了新能源项目工程标准化、规范化、专业化管理。

　　2021年，本集团新增投产项目24个、控股装机容量2,104兆瓦。其中风电项目16个、控股装机容量1,451兆瓦，光伏项目8个、控股装机容量653兆瓦。另外，2021年度因瑕疵资产剥离，减少风电控股装机容量总计86兆瓦。截至2021年12月31日，本集团控股装机容量为26,699兆瓦，其中风电控股装机容量23,668兆瓦，火电控股装机容量1,875兆瓦，其他可再生能源控股装机容量1,156兆瓦。

　　本集团所属风电场于2020年12月31日及2021年12月31日控股装机容量按地域分别为：

　　4.市场营销持续优化，市场交易量价齐升

　　2021年，本集团积极开展现货交易，全年市场化交易实现量价齐增。科学制定现货与中长期电量最优交易比例，实现收益最大化。扩大风火替代规模，积极参与绿电交易，有序推动多方面创收。年度内本集团开展市场营销培训，强“实操”练“内功”，内容包括全国碳市场进展、可再生能源消纳配额、国际绿证、国内绿证、碳交易运作机制等。在国家能源集团举办的首届“国家能源杯”智能建设技能大赛——电力交易技能竞赛中，荣获团体三等奖及个人一、三等奖。同时，加快营销信息化建设，自主研发辅助交易支持工具，有效提升现货交易质量。组织所属公司参加绿色电力交易试点，均以高于燃煤标杆电价的价格成交。安排平价项目绿证交易，出售国际绿证31.6万个。

　　2021年，本集团所有发电业务平均上网电价为人民币468元╱兆瓦时（不含增值税），较2020年的人民币463元╱兆瓦时（不含增值税）增加人民币5元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币489元╱兆瓦时（不含增值税），较2020年的人民币487元╱兆瓦时（不含增值税）增加人民币2元╱兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大以及市场交易电价上升所致。火电平均上网电价人民币352元╱兆瓦时（不含增值税），较2020年的人民币325元╱兆瓦时（不含增值税）增加人民币27元╱兆瓦时，主要是因为市场电价上升所致。

　　5.紧跟政策拓展融资，多渠道压降资金成本

　　2021年，本集团密切关注政策导向，抢抓降准窗口多渠道提取低成本资金，加快短期资金操作频率，节约财务费用。积极稳健调整债务结构，规避债务风险。主动发起存量高利率贷款置换，压降资金成本。在总部垂直管理的协调机制下，刚性管理资金计划，持续提升资金使用效率，实现资金的时间价值最大化。同时，紧盯境内外两大资金市场，进一步拓宽融资渠道。2021年成功发行了二十六期超短期融资券，三期中期票据，两期绿色中期票据，全年资金成本保持行业优势。尤其是本集团成功发行的两期绿色中期票据，不仅有效降低了资金成本，还彰显了本集团“碳达峰、碳中和”的责任与担当。此外，本集团积极通过公开市场金融工具盘活存量资产，本年度成功发行了10亿可再生能源电价附加补助资产证券化产品。

　　6.强化科技能力建设，着力提升行业引领能力和创新能力

　　2021年，本集团高质量推进科技创新工作，全年立项科技项目39项，储备科技创新项目27项，内容涵盖海洋牧场、新能源制氢、多形态储能、综合能源等领域。年度内漂浮式海上风电与网箱养殖融合发展项目完成基本设计，开展全球首例“风渔融合”物理模型水池试验，并入选中国科协“2021年度十大产业技术问题”。国家重点专项风资源评估软件国产化项目完成风资源和台风风险两个评估软件的架构设计，并通过国家科技部中期检查。同时，本集团还获得1项国家标准、3项能源行业标准的主编权。主编的《海上风电场运行安全规程》等9项行业标准经国家能源局批准发布，《海上升压站钢结构设计、建造与安装规范》等4项团体标准经中国电机工程学会批准发布。牵头编纂《中国电力工业史－可再生能源发电卷》，申报2022年度国家出版基金项目，征集史料1,000万字，完成第十版修改稿72万字。

　　2021年，本集团新增申请发明专利19项，新增授权专利29项（发明8项，实用新型专利21项）。截至2021年底，本集圑拥有的授权有效专利已达493项，其中发明专利49项，实用新型专利427项，外观专利17项。本年度还获得行业科技进步奖8项，国家能源集团科技进步奖5项等。

　　7.克服海外疫情影响，积极拓展实现滚动发展

　　2021年，新冠肺炎疫情在全球持续蔓延，各国仍未放开边境管控，人员流动限制依然存在，严重影响海外业务推进、工程建设以及涉外团组的派遣。在全球疫情形势下，本集团逆势前行，充分利用现有业务区域人员、机构、市场等优势，在已有业务区域滚动发展，高效推动新能源项目开发建设。乌克兰尤日内76.5兆瓦风电项目年内实现全容量投产。本集团还密切跟踪市场动态，深入挖掘中东欧、东南亚、非洲、拉美等市场潜力，开拓重点项目，力争实现重点市场突破。

　　2021年，本集团持续强化境外资产管理，有效防控疫情及生产风险，在运项目运营情况良好。本集团所属加拿大德芙林风电项目全年完成发电量265吉瓦时，利用小时数达到2,670小时，累计实现安全生产2,587天。所属南非德阿风电项目全年完成发电量783吉瓦时，利用小时数达到3,204小时，累计实现安全生产1,522天。所属乌克兰尤日内风电项目全年完成发电量91吉瓦时，利用小时数达到1,127小时，累计实现安全生产141天。

　　8.落实碳减排政策，牵头碳市场交易开辟利润新增长点

　　2021年，本集团积极推进碳交易工作，所属碳资产公司完成全国碳市场碳排放权交易配额交易第一单。同时抓住年末履约窗口期，完成CCER（核证自愿减排量）交易近50万吨。2021年，在双碳目标背景下，全国碳市场碳配额交易已完成第一个履约周期，发电行业中被纳入配额管理的重点排放单位超过两千家，成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场。根据生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，重点排放单位每年可以使用CCER抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不超过5%，新能源企业将是CCER重要的供给方及受益方。此外，本集团所属南非公司完成国家能源集团海外项目首笔超20万吨碳交易，为南非首次大型可再生能源项目国际自愿减排交易。本集团将继续深耕国内国际碳市场，实现环境和经济效益双丰收。

　　公司售电业务情况

　　2021年，本集团累计完成售电量59,734,563兆瓦时，同比增加18.11%，其中风电售电量48,972,883兆瓦时，同比增加17.11%，风电售电量的增加，主要原因是装机容量及平均利用小时数较去年有所增加。火电售电量10,003,274兆瓦时，同比增加19.35%，火电售电量的增加，主要原因是江苏省社会用电需求增大。

　　涉及到新能源发电业务

　　本集团主营业务为风力、光伏发电，相关经营情况请参阅前文。

　　三、核心竞争力分析

　　1.规模优势突出

　　2019年12月，公司成为全球首家风电装机规模超2,000万千瓦的新能源企业，继续保持全球装机规模最大上市风电运营商地位。公司清洁化发展全球领先优势持续扩大，综合实力稳步提升。截至2021年底，（）各类电源控股装机容量达到2669.9万千瓦，其中风电控股装机容量2366.8万千瓦，继续在全国风电运营商中保持领先地位、在全球也位居行业前列。规模优势突出。

　　2.区域分布广泛，业务布局合理

　　公司业务遍布国内外市场，在全国32个省（区、市）和加拿大、南非、乌克兰等国开展业务，较国内其他新能源公司分布广泛、布局合理。在中国境内，公司装机主要分布在内蒙古、江苏、黑龙江、新疆、河北、甘肃、福建、辽宁等资源优势地区和负荷中心地带，形成“海陆统筹、风光并举、多能互补、上下联动、重点突破”的发展格局。

　　3.资源获取能力强，项目储备丰富

　　公司积极利用自身品牌佳、负债率低、项目布局广、技术管理领先、专业人员充足等优势，借助国家能源集团规模大、板块多、在能源系统影响力大的优势，为资源获取提供有力支撑，逐步形成明确的全局发展战略，布局甘肃和广西两个千万千瓦级能源基地，加快建设一批百万千瓦级新能源基地，稳步推进企业间战略合作，创新合作模式。

　　4.全过程管理经验丰富，业务体系健全

　　公司是中国风电行业运营历史最悠久的企业，始终坚持以风电等可再生能源为主业，在行业发展中具备先发优势，且保持了近二十年的快速发展，在行业竞争中居于领先地位。公司拥有经验丰富及稳定的管理团队，对风力发电行业，包括行业发展历史、行业政策、产业生态、技术特征及未来走势具有深刻理解，在市场开拓、项目储备、规划设计、工程建设、物资采购、运营维护等关键环节积累了丰富的业务经验，营销网络辐射全国绝大部分区域，拥有29家省级公司营销管理部门及碳资产公司、售电公司等营销机构，涵盖能源销售、售电增值服务、绿证、辅助服务、储能、碳排查、碳交易、碳咨询、营销软件研发等重点业务领域。公司组织结构完善、业务体系健全，初步建成内控、风险、合规“三位一体”的风险管控体系。

　　5.项目开发超前，建设水平领先

　　公司在风电领域充分发挥技术引领作用，开创低风速风电先河，在安徽来安建成国内首个大型低风速示范风电场；引领高海拔风电开发，在云南、贵州、西藏等地克服高寒缺氧等不利施工条件，建成一批平均海拔3,000米以上高海拔风电场；率先布局海上风电，建成亚洲最大海上风电场；首创大直径嵌岩单桩等全球领先核心技术，显著提高海上施工效率。公司持续打造风电精品工程，上海崇明北堡一期等21个项目获评中国电力优质工程奖，山西继阳山等7个项目获评国家优质工程奖，江苏如东风电特许权二期项目入选新中国成立60周年百项经典暨精品工程。

　　6.革新运维管理模式，提高设备发电水平

　　公司聚焦生产数字化转型，推动生产组织模式变革。构建数字化共享平台，完成设备数据全量采集，部署上线监控系统、管控系统，构建起前台监控值班、后台数据分析的新型管理方式。公司实施生产运营管理层和执行层分离，着力推动作业标准化；优化区域运检模式，扎实推进运检专业化，积极打造世界一流的安全生产管控体系。紧抓设备治理，机组可靠性和发电效率稳步提升，风电平均利用小时数持续高于全国平均水平。

　　7.资金管理模式成熟，资金成本优势领先

　　公司资产负债率相对同行业处于较低水平，授信额度较高，且坚持资金精益化管理，保持资金领先优势，多渠道多途径开展融资工作，在做深做熟传统融资渠道，开展银行信用贷款、商业票据、超短融资券、公司债券、ABS、供应链金融等融资工作的同时，积极探索创新融资产品，保证资金成本处于行业领先地位，确保公司资金安全。公司具有良好的信用评级，获得境内多家评级机构AAA评级，获得标普A-评级和穆迪A3评级。

　　8.科研体系完善，科技水平行业领先

　　公司已建立了较为完善的科技创新体系，拥有国家能源局授牌的国家能源集团风电运营研发（实验）中心，本年度新增申请发明专利19项，新增授权专利29项（发明专利8项，实用新型专利21项）。信息化建设方面，公司已形成以国家能源集团ERP为核心、生产管控、项目管理等为补充的信息化体系，实现业务财务的一体化管控。通过“本部、区域、场站”三级部署，实现发电场站的远程集中监控和智能化运营。拥有集中统一的广域网运维和网络安全防护手段，确保信息系统安全稳定。

　　9.人才储备充足，优势显著

　　作为中国最早规模化开发风电的新能源发电企业，公司培养并储备了一批理论功底扎实、专业技能精湛、专业技术一流的人才，建设有涵盖新能源主业有关18个技术、技能专业方向的300余人的首席师队伍。通过加拿大、南非、乌克兰等海外项目开发，公司锻炼了一支拥有国际视野、熟悉国际商业规则、勇于开拓创新、擅长跨文化沟通的开拓型国际化人才队伍。

　　报告期内，公司核心竞争力无变化。

　　四、主营业务分析

　　1、概述

　　2021年度，公司实现营业收入37,208,491,000.16元，同比增长29.16%；成本24,235,656,511.61元，同比增长34.15%，利润总额8,751,462,683.51元，同比增加25.36%；归属于上市公司股东的净利润为6,404,178,984.07元，同比增加28.67%；

　　截止2021年末控股装机容量26,699兆瓦；2021年度发电量63,285,328兆瓦时,售电量59,734,563兆瓦时。

　　本公司按业务的类别划分为各个分部以管理业务，新能源发电：该分部建造、管理和营运新能源发电厂和生产电力，出售予外间电网公司。2021年度，该分部实现营业收入22,012,063,650.79元，同比增长13.04%；成本12,283,738,043.17元，同比增长24.93%，利润总额8,247,620,969.37元，同比增加26.51%;

　　火力发电：该分部建造、管理和营运煤炭发电厂和生产电力，出售予外间电网公司并且进行煤炭贸易。2021年度，该分部实现营业收入15,196,427,349.37元，同比增长62.81%；成本11,977,259,307.90元，同比增长44.55%；利润总额503,841,714.14元，同比增加9.15% 。

　　五、公司未来发展的展望

　　1.行业格局和趋势

　　随着“双碳”目标的提出，我国风电、光伏发电发展的政策环境发生了深刻变化：新能源发展逻辑改变，新能源发展思路、发展机制和发展模式发生重大调整。国家主管部门数次在公开场合明确，“十四五”期间将锚定碳达峰碳中和目标，以高质量的跃升发展为主题，以提质增效为主线，以改革创新为动力，坚持五个并举的发展思路，推动新能源发展由消纳决定发展规模向由消纳支撑发展需求转变，实现新能源大规模、高比例、市场化、高质量跃升发展。

　　在全球碳中和减排目标下，行业整体发展形势向好。但是，随着变异毒株的传播，全球疫情蔓延趋势未得到有效控制，边境管控仍然存在，境外前期开发工作无法有效推进。新冠疫情对全球物流和产业链、供应链的冲击将继续影响在建项目的供货及运输。2021年以来随着电价的上涨，国际能源行业巨头纷纷加大新能源转型力度，新兴买家纷纷涌入市场，抢占全球优质风光资源，也加大了项目获取的难度，拉低了项目的收益率。同时，国际政治局势复杂多变，中美关系虽有所缓和，但博弈仍将持续；俄罗斯和欧盟、北约之间对立加剧；某些局部地区局势依然动荡，这些因素对投资海外新能源项目的风险防范和化解提出了更高的要求。本集团将克服不利影响，加大重点市场布局力度，坚持“风光并举、多能互补”发展主线，采取多元化投资模式，稳步推进国际化战略布局。

　　2.公司发展战略

　　公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻党的十九大、十九届历次全会和中央经济工作会议精神，坚决落实习近平总书记视察榆林化工等系列重要讲话和重要指示批示精神，践行“社会主义是干出来的”伟大号召，坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，服务构建新发展格局，推动高质量发展，突出“稳健、协同、赋能、提质”的工作导向，牢固树立全球领先新能源企业的战略目标，重点抓好党建引领、战略发展、安全基础、改革创新、队伍建设、依法治企六个方面工作，奋力谱写世界一流新能源公司建设新篇章。

　　3.经营计划

　　2022年伊始，公司成功在深圳证券交易所主板挂牌，实现“A+H”两地上市，成为龙源电力再次扬帆起航新的里程碑。我们将以回归A股为契机，牢牢把握正确的发展方向，紧紧抓住新能源行业重大战略机遇，规范运作、稳健经营，不断增强内生动力、发展活力以及整体实力。公司会进一步提升企业竞争力，保持行业领先地位，努力实现社会效益与经济效益有机统一，以更加优异的业绩回报广大投资者，为碳达峰、碳中和目标的实现贡献更大的力量。2022年，公司要重点做好以下五方面工作：加强安全环保管控，不断提升本质安全水平；充分把握发展机遇，坚定不移推动高质量发展；统筹抓好生产经营，切实保障业绩量增质升；坚持深化改革创新，培育激发强大发展动力；强化党建引领作用，深入推动高水平融合促进。

　　4.2021年风险应对举措

　　2021年，公司业务发展实践中识别出下列重大风险，并采取相应的应对措施，积极应对内外部挑战和机遇。与2020年相比，公司于2021年未新增风险因素。

　　（1）政策风险

　　2021年，随着电力市场化改革的不断深入，新能源市场交易规模和范围持续扩大。新能源现货市场的逐步开展以及政策要求一般工商业用户须全部进入电力市场，促使全社会市场化交易电量的增加，新能源企业可能面临着电价进一步下降，收益下滑的风险。国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》后，预计各省将密集出台新的辅助服务政策。新办法增添转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种，可能带来辅助服务费用的上升。同时新办法规定的逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制能否及时落地也存在不确定性。本集团将持续跟踪国家相关政策，研判政策影响，采取有效措施，积极献言献策，切实保障新能源企业自身利益。

　　（2）气候风险

　　风电行业面临的主要气候风险是风资源的年际大小波动，即大风年发电量高于正常年水平，小风年低于正常年水平。我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间气候条件差异较大，具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风年气候特征。2021年我国大部分省（自治区、直辖市）平均风速接近于正常年水平，发电水平处于正常状态。为应对地区不同导致的气候条件差异，本集团在全国范围内分散布局，降低投资风险。截至2021年底，本集团已在全国32个省（区、市）拥有实质性项目，覆盖除港澳台外所有地区，项目布局趋向于优化合理，未来我们将进一步平衡受不同季风影响区域的项目开发比例。

　　（3）电网风险

　　2021年，受新能源装机持续增加以及电网建设不同步的影响，未来部分地区电网结构限制、送出能力不足的情况将依然存在，新能源限电形势仍存在较大压力。本集团将持续研究新能源运行特点，利用好国家政策，拓展消纳渠道，降低限电风险。同时，积极与政府主管部门、电网调度沟通，争取有利政策和发电空间。

　　（4）利率风险

　　2021年，国际、国内宏观经济环境的变化以及国家经济政策的变动等因素会引起市场利率水平的变化，市场利率的波动对公司贷款以及相关债券的发行利率水平造成一定程度的影响。本集团紧跟市场变动，与多家金融机构建立金融市场信息共享机制，保持对宏观环境、财政货币政策、央行具体操作、市场风险事件等的关注，选择良好的发行窗口，规避市场剧烈波动带来的利率风险。不断拓宽融资品种，做好产品期限、额度设置，长短期搭配，保证整体利率水平平稳。保持与金融机构的紧密合作，保障发行利率处于市场化程度上的可比较低水平。

　　（5）汇率风险

　　本集团外汇管理原则以规避风险为目的，不参与任何投机套利行为。外汇风险管理贯穿于公司整个生命周期。在境外新项目前期考察与筹备阶段，本集团会根据新项目可研报告等相关数据，结合当地整体社会经济态势，咨询专业金融机构外部意见，提出外汇风险防控建议，从而规避基建期可能出现的潜在外汇风险。在新项目投产阶段，主要通过各境外子公司上报数据，审核相关外汇风险项目。同时，不断加强境外财务人员管理，一旦发现境外子公司出现币种错配等因素引起的外汇风险敞口，第一时间核实相关潜在风险。确认后，召集在港各金融机构与涉险海外公司、本公司财务部成立临时风控小组，研判提出相关对冲方案。待方案审批后，各方严格执行，确保外汇风险可控在控。

　　（6）燃料价格风险

　　本集团拥有两家火电厂，控股装机容量为1,875兆瓦，煤炭价格的波动将影响本集团火电业务的经营业绩。目前风险主要是煤炭价格波动风险。2021年，本集团全力做好煤炭供应年度长期协议的全覆盖工作，签订国家能源投资集团有限责任公司内部煤炭年度长期协议。同时，做好进口煤年度配额争取工作，密切关注煤价及运价变化趋势，尽量在成本低位加大釆购量。

　　5、2022年风险管理措施

　　2022年，公司将把风险管理融入到日常经营管理中，做到事前、事中、事后控制相统一，覆盖公司所有业务、部门和人员，渗透到决策、执行、监督、反馈等各个环节。在全面风险管理的基础上，关注重要业务、重点项目和高风险领域，与公司经营规模、业务范围、风险状况及所处的环境相适应，以合理的成本实现风险管理目标。在治理结构、机构设置及权责分配、业务流程等方面形成相互制约、相互监督，同时兼顾运营效率。